Należące do Kompanii Węglowej kopalnie „Szczygłowice” i „Sośnica-Makoszowy” rozpoczęły produkcję prądu z metanu wydzielającego się ze złóż węgla. Inwestycja za prawie 15,5 mln zł zwróci się w niespełna 2,5 roku. Dzięki stacjom agregatów zasilanych metanem kopalnie zagospodarują część tego gazu i zmniejszą wydatki na energię, a w przyszłości zamierzają zarabiać na sprzedaży tzw. jednostek ERU z przeliczenia ilości metanu, który nie trafi do atmosfery, na redukcję emisji CO₂. To jeden z mechanizmów zawartych w Protokole z Kioto.



Na razie agregaty będą pokrywać ok. 10 proc. zapotrzebowania każdej z kopalń na prąd w dni robocze i ok. 30 proc. w dni wolne, co daje roczne oszczędności liczone w milionach złotych. Szacuje się, że każdy z zasilanych metanem agregatów da rocznie ok. 15,6 tys. megawatogodzin prądu. Agregat zużywa ok. 8 m³ czystego metanu na minutę, czyli ponad 3,8 mln m³ rocznie.
Kopalnie, we współpracy z Głównym Instytutem Górnictwa w Katowicach, zabiegają o uznanie zrealizowanych i zaplanowanych przedsięwzięć w tym zakresie za tzw. projekt wspólnych wdrożeń (JI – Joint Implementation) w ramach służących ochronie klimatu mechanizmów przewidzianych Protokołem z Kioto.
Mechanizm wspólnego wdrożenia polega na redukcji emisji dzięki inwestycjom krajów bardziej rozwiniętych w innych państwach. Przewiduje on, że przy realizacji projektów zmniejszających emisję gazów cieplarnianych inwestor otrzymuje tzw. ERU, czyli jednostki redukcji emisji, równoznaczne z uprawnieniami do emisji CO₂. Może je sprzedać tym, których uprawnienia emisyjne są niewystarczające. Kraj kupujący jednostki zalicza je jako własną redukcję emisji.
Ponieważ potencjał cieplarniany metanu jest 21 razy większy od dwutlenku węgla, w przeliczaniu niewyemitowanego metanu na jednostki ERU, odnoszące się do dwutlenku węgla, stosowany jest specjalny przelicznik. Wyliczono, że w dwóch kopalniach KW, przy rocznym wykorzystaniu przez każdy z silników 3,8 mln m³ czystego metanu, można uzyskać prawie 44 tys. ERU.
W Polsce zrealizowano dotychczas kilka projektów opartych na wspólnym wdrożeniu. Partnerami polskich instytucji byli inwestorzy z Holandii, Danii, Kanady oraz związany z Bankiem Światowym Prototypowy Fundusz Węglowy (PCF). To m.in. modernizacja zaopatrzenia w ciepło w Byczynie, wykorzystanie biomasy z terenów zieleni miejskiej na potrzeby ogrzewania w Jeleniej Górze, budowa elektrowni wodnej na rzece Bóbr w Lesznie Górnym, budowa farmy wiatrowej Zagórze, odzysk gazu składowiskowego w Koninie, budowa ciepłowni geotermalnej w Stargardzie Szczecińskim.
Rocznie we wszystkich polskich kopalniach wydziela się ok. 870 mln m³ metanu, z czego do instalacji odmetanowania trafia zaledwie niespełna 290 mln m³ – w tym niespełna 160 mln m³ jest wykorzystywane gospodarczo. Liderem wykorzystania metanu jest Jastrzębska Spółka Węglowa (JSW), gdzie do produkcji energii i ciepła zużywa się ok. 80 proc. ujętego metanu.
W latach 1997-2006 JSW wydała na inwestycje związane z energetycznym wykorzystaniem metanu 116 mln zł. Spółki węglowe chcą inwestować w zagospodarowanie metanu, ale narzekają na brak rozwiązań, które uczyniłyby to bardziej opłacalnym. Chodzi o to, że metan z odmetanowania kopalń, jako paliwo kopalne, nie jest zaliczony do odnawialnych źródeł energii, a tym samym nie jest objęty przywilejami, jakie niosą tzw. certyfikaty źródła pochodzenia.
Eksperci oceniają, że potencjalnie możliwe jest wykorzystanie ok. 500 mln m³ metanu z polskich kopalń rocznie. Oznaczałoby to nie tylko, że taka ilość metanu nie trafi do atmosfery, ale także możliwość uzyskania dużej ilości energii ze źródeł wykorzystywanych dotychczas w znikomym stopniu.

W.N.